Прекращение поставок российского газа в Молдову: коллапс энергосистемы Приднестровья
Дед Мороз не всегда приносит подарки, даже если вы хорошо вели себя в прошлом году. В 7 утра 1 января «Газпром» прекратил поставки газа в Молдавию из-за окончания сроков действия договора на транзит российского газа по украинской ГТС. Для Молдавии это не стало сюрпризом – власти страны и так планировали отказаться от покупки российского газа, отказывались от признания «исторического долга» за уже поставленный из России газ и вели судебные тяжбы с «Газпромом». Но вот для Приднестровья (ПМР) остановка поставок из России может превратиться в настоящую катастрофу.
Контрагентом «Газпрома» в Молдавии и Приднестровье является «Молдовагаз», 50% в компании принадлежит «Газпрому», 35,6% – властям Молдавии, а 13% – ПМР. «Молдовагаз» долгое время был основным импортером российского газа в Молдову, но с декабря 2022 г. весь получаемый от «Газпрома» газ направлялся в ПМР, а молдавские потребители снабжались за счет закупок газа в ЕС, осуществляемых другими компаниями, среди крупнейших из них – Eneregocom, принадлежащее властям страны.
Для Приднестровья ситуация на газовом рынке оставалась неизменной вплоть до сегодняшнего утра. Названия поставщиков менялись, но постоянной оставалась стабильность поставок из России – и их бесплатность. «Газпром» выставлял счета, включал поставки газа в ПМР в выручку, и, возможно, начислял резервы. На начало 2024 г. просроченная задолженность по поставкам в ПМР оценивалась в $10 млрд (и превысила $11 млрд к концу 2024 г.), в 25 раз больше «исторического долга» молдавских потребителей.
Сколько газа потребляет Приднестровье? По нашим оценкам, в 2023 г. поставки газа составили 1,89 млрд м3, в 2024 г. – 1,95 млрд м3. Около 60% всего спроса на газ в ПМР приходится Молдавскую ГРЭС, 20% – на промышленность. Лишь 20% потребления приходится на социально значимые категории – население и теплоэнергетику. Но «Тираспольтрансгаз-Приднестровье» уже отключил их от газа. У ПМР нет собственной добычи, не ПХГ и нет альтернативных поставщиков. Поставки газа пока сохраняются в многоквартирные дома, но лишь до того момента, как давление газа в системе не упадет до критически низкого уровня.
Фактически сейчас произошел коллапс ГТС Приднестровья. И это крупнейшее за последние 20 лет обрушение достаточно крупной газовой системы. Но, возможно, не последнее. Уже в этом году.
#ПМР #ПотреблениеГаза #Украина
Дед Мороз не всегда приносит подарки, даже если вы хорошо вели себя в прошлом году. В 7 утра 1 января «Газпром» прекратил поставки газа в Молдавию из-за окончания сроков действия договора на транзит российского газа по украинской ГТС. Для Молдавии это не стало сюрпризом – власти страны и так планировали отказаться от покупки российского газа, отказывались от признания «исторического долга» за уже поставленный из России газ и вели судебные тяжбы с «Газпромом». Но вот для Приднестровья (ПМР) остановка поставок из России может превратиться в настоящую катастрофу.
Контрагентом «Газпрома» в Молдавии и Приднестровье является «Молдовагаз», 50% в компании принадлежит «Газпрому», 35,6% – властям Молдавии, а 13% – ПМР. «Молдовагаз» долгое время был основным импортером российского газа в Молдову, но с декабря 2022 г. весь получаемый от «Газпрома» газ направлялся в ПМР, а молдавские потребители снабжались за счет закупок газа в ЕС, осуществляемых другими компаниями, среди крупнейших из них – Eneregocom, принадлежащее властям страны.
Для Приднестровья ситуация на газовом рынке оставалась неизменной вплоть до сегодняшнего утра. Названия поставщиков менялись, но постоянной оставалась стабильность поставок из России – и их бесплатность. «Газпром» выставлял счета, включал поставки газа в ПМР в выручку, и, возможно, начислял резервы. На начало 2024 г. просроченная задолженность по поставкам в ПМР оценивалась в $10 млрд (и превысила $11 млрд к концу 2024 г.), в 25 раз больше «исторического долга» молдавских потребителей.
Сколько газа потребляет Приднестровье? По нашим оценкам, в 2023 г. поставки газа составили 1,89 млрд м3, в 2024 г. – 1,95 млрд м3. Около 60% всего спроса на газ в ПМР приходится Молдавскую ГРЭС, 20% – на промышленность. Лишь 20% потребления приходится на социально значимые категории – население и теплоэнергетику. Но «Тираспольтрансгаз-Приднестровье» уже отключил их от газа. У ПМР нет собственной добычи, не ПХГ и нет альтернативных поставщиков. Поставки газа пока сохраняются в многоквартирные дома, но лишь до того момента, как давление газа в системе не упадет до критически низкого уровня.
Фактически сейчас произошел коллапс ГТС Приднестровья. И это крупнейшее за последние 20 лет обрушение достаточно крупной газовой системы. Но, возможно, не последнее. Уже в этом году.
#ПМР #ПотреблениеГаза #Украина
Прекращение поставок российского газа в Молдову: конец Молдавской ГРЭС как экспортного хаба
Введенная в эксплуатацию в 1964 г. Молдавская ГРЭС (МГРЭС) долгое время была одним из ключевых энергоузлов Юго-Восточной Европы. Установленная мощность в 2,5 ГВт позволяла вырабатывать до 13-15 млрд кВтч, большая часть из которых экспортировалась (по системе «МИР») в Румынию, Болгарию и др. страны региона. На ТЭС было установлено оборудование, позволяющее использовать как уголь (проектное топливо для 8 из 12 энергоблоков), так и природный газ. В 1980-е гг. большинство угольных энергоблоков были переведены на газ, и сейчас твердое топливо может сжигаться лишь 2 энергоблока мощностью 400 МВт.
Распад СССР и конфликт в Приднестровье в 1992 г. изменил ситуацию, экспорт электроэнергии в Румынию заметно сократился, а главным рынком для находящейся в ПМР электростанции стала Молдавия. В 2013 г. МГРЭС остановила поставки в Румынию, и Молдавия превратилась в единственное экспортное направление. Перетоки в Молдавию в последние годы составляют до 2,8-3,2 млрд кВтч в год, потребление в ПМР оценивается в 1,9-2 млрд кВтч (и более 90% покрывалось за счет выработки на МГРЭС).
В 2021 г. выработка на МГРЭС достигла 4,99 млрд кВтч, в Молдавию было поставлено 3 млрд кВтч. В 2024 г. экспорт в Молдавию составил 3,1 млрд кВтч, производство электроэнергии на МГРЭС – 5,1 млрд кВтч. В последние месяцы Молдавия снижала закупки электроэнергии на МГРЭС, увеличивая перетоки из Румынии. В декабре плановый импорт из ПМР должен был составить 170,5 млн кВтч, переток из Румынии – 292 млн кВтч. Тем не менее, МГРЭС до последнего оставалась значимым экспортером электроэнергии в Молдову и быстро перейти на альтернативные поставки Молдове будет сложно. 16 декабря 2024 г. власти страны ввели чрезвычайное положение в энергетике на срок в 60 дней, а с 1 января в стране ограничено потребление электроэнергии в коммерческом секторе.
Ситуация в ПМР гораздо хуже. Сейчас выработка электроэнергии осуществляется на двух угольных энергоблоках МГРЭС, их мощности (400 МВт) потенциально должно хватить для обеспечения не только населения, но и социальных объектов и промышленности. Но, вероятно, и ПМР придется вводить ограничения – как из-за ограниченных запасов (угля хватит на 60 дней, будущие поставки остаются под вопросом), так и «перетока» потребителей, которые будут вынуждены использовать электрообогреватели вместо газовых котлов и т.д.
Серьезным ударом станет и обнуление доходов от экспорта электроэнергии в Молдавию. С марта 2023 г. молдавский Energocom платит $66/МВтч за вырабатываемую на ГРЭС электроэнергию, т.е. в 2024 г. ПМР получила $205 млн, это более четверти всего приднестровского экспорта.
Кто покроет убытки?
#ПМР #ПотреблениеЭлектроэнергии #МолдавскаяГРЭС
Введенная в эксплуатацию в 1964 г. Молдавская ГРЭС (МГРЭС) долгое время была одним из ключевых энергоузлов Юго-Восточной Европы. Установленная мощность в 2,5 ГВт позволяла вырабатывать до 13-15 млрд кВтч, большая часть из которых экспортировалась (по системе «МИР») в Румынию, Болгарию и др. страны региона. На ТЭС было установлено оборудование, позволяющее использовать как уголь (проектное топливо для 8 из 12 энергоблоков), так и природный газ. В 1980-е гг. большинство угольных энергоблоков были переведены на газ, и сейчас твердое топливо может сжигаться лишь 2 энергоблока мощностью 400 МВт.
Распад СССР и конфликт в Приднестровье в 1992 г. изменил ситуацию, экспорт электроэнергии в Румынию заметно сократился, а главным рынком для находящейся в ПМР электростанции стала Молдавия. В 2013 г. МГРЭС остановила поставки в Румынию, и Молдавия превратилась в единственное экспортное направление. Перетоки в Молдавию в последние годы составляют до 2,8-3,2 млрд кВтч в год, потребление в ПМР оценивается в 1,9-2 млрд кВтч (и более 90% покрывалось за счет выработки на МГРЭС).
В 2021 г. выработка на МГРЭС достигла 4,99 млрд кВтч, в Молдавию было поставлено 3 млрд кВтч. В 2024 г. экспорт в Молдавию составил 3,1 млрд кВтч, производство электроэнергии на МГРЭС – 5,1 млрд кВтч. В последние месяцы Молдавия снижала закупки электроэнергии на МГРЭС, увеличивая перетоки из Румынии. В декабре плановый импорт из ПМР должен был составить 170,5 млн кВтч, переток из Румынии – 292 млн кВтч. Тем не менее, МГРЭС до последнего оставалась значимым экспортером электроэнергии в Молдову и быстро перейти на альтернативные поставки Молдове будет сложно. 16 декабря 2024 г. власти страны ввели чрезвычайное положение в энергетике на срок в 60 дней, а с 1 января в стране ограничено потребление электроэнергии в коммерческом секторе.
Ситуация в ПМР гораздо хуже. Сейчас выработка электроэнергии осуществляется на двух угольных энергоблоках МГРЭС, их мощности (400 МВт) потенциально должно хватить для обеспечения не только населения, но и социальных объектов и промышленности. Но, вероятно, и ПМР придется вводить ограничения – как из-за ограниченных запасов (угля хватит на 60 дней, будущие поставки остаются под вопросом), так и «перетока» потребителей, которые будут вынуждены использовать электрообогреватели вместо газовых котлов и т.д.
Серьезным ударом станет и обнуление доходов от экспорта электроэнергии в Молдавию. С марта 2023 г. молдавский Energocom платит $66/МВтч за вырабатываемую на ГРЭС электроэнергию, т.е. в 2024 г. ПМР получила $205 млн, это более четверти всего приднестровского экспорта.
Кто покроет убытки?
#ПМР #ПотреблениеЭлектроэнергии #МолдавскаяГРЭС
Spin-Off: начислял ли "Газпром" резервы на долги Приднестровья за природный газ?
Anonymous Poll
21%
не начислял
10%
начислял, но немного
34%
все в соответствии с МСФО
17%
сразу же списывал
18%
ждем дивидендного сюрприза
Остановка российского транзита: какое будущее у украинской ГТС?
Украинская ГТС является одной из самых крупных и старых на европейском континтенте. Часто считается, что магистральная транспортировка газа на Украине началась в 1924 г., после ввода в эксплуатацию газопровода «Дашава-Стрый». Но мы будем придерживаться традиционной датировки, отсчитывая рождение украинской ГТС от 1948 г., когда начал работу газопровод «Дашава-Киев» мощностью 2 млрд м3. В 1950-70-х гг. по территории Украины было проложено несколько трансконтинентальных газопроводов, на газ были переведены многие крупные промышленные предприятия и электростанции, а уровень газификации к 1995 г. превысил 75%.
Потребление газа на Украине оставалось достаточно высоким в 1990-е гг. – благодаря низким ценам и возможности не платить за поставляемый «Газпромом» газ. Однако серия газовых конфликтов 2000-х гг. привела к заметному сокращению потребления природного газа: с 73,4 млрд м3 в 2000 г. до 57,7 млрд м3 в 2010 г. Начало конфликта на Донбассе и переход к европейским ценам стал шоком, к 2020 г. потребление снизилось до менее чем 30 млрд м3. После начала СВО внутренний спрос на газ упал до 20 млрд м3.
Несмотря на резкое снижение потребления украинская ГТС, способная обеспечить транспортировку свыше 250 млрд м3, продолжала стабильно работать, во многом, благодаря сохранению транзита и небольшой мощности отдельных веток экспортных газопроводов, что позволяло эффективно управлять доступными мощностями. В ожидании остановки транзита многие российские эксперты говорили о рисках распада ГТС на несколько региональных систем, слабо связанных (а в перспективе изолированных друг от друга). Среди таковых обычно выделяют:
- западноукраинскую систему: Львов/Ивано-Франковск/Тернополь, на основе собственной добычи и импорта из Польши и Словакии,
- восточно-украинскую систему: на основе крупных месторождений Харьковской и Полтавской областей,
- южно-украинскую систему: наименее устойчивая часть ГТС, существующая за счет «переброски» ресурсов с востока Украины и в перспективе – импорта через Молдову.
Но пока это, скорее умозрительные конструкции, нежели реальность.
Оценить будущие сценарии для украинской ГТС сейчас достаточно сложно. Это могут сделать только специалисты ОГТСУ и, возможно, ЦПДУ «Газпрома». С большой вероятностью, в ближайшие годы Украине удастся сохранить единую систему для запада и востока, наиболее сложной остается задача устойчивого газоснабжения Юга страны. Но и здесь краткосрочно не стоит ждать коллапса, скорее, некоторого ускорения деградации.
Пока Украине удается поддерживать стабильную работу ГТС и даже увеличивать добычу и потребление природного газа. По предварительным оценкам, в 2024 г. добыча выросла на 2% г/г, до 19,1 млрд м3, а потребление природного газа продолжило расти, превысив 21 млрд м3 (против 19,3 млрд м3 в 2022 г. и 19,8 млрд м3 в 2023 г.).
#Газпром #Молдова #ПоставкиГаза
Украинская ГТС является одной из самых крупных и старых на европейском континтенте. Часто считается, что магистральная транспортировка газа на Украине началась в 1924 г., после ввода в эксплуатацию газопровода «Дашава-Стрый». Но мы будем придерживаться традиционной датировки, отсчитывая рождение украинской ГТС от 1948 г., когда начал работу газопровод «Дашава-Киев» мощностью 2 млрд м3. В 1950-70-х гг. по территории Украины было проложено несколько трансконтинентальных газопроводов, на газ были переведены многие крупные промышленные предприятия и электростанции, а уровень газификации к 1995 г. превысил 75%.
Потребление газа на Украине оставалось достаточно высоким в 1990-е гг. – благодаря низким ценам и возможности не платить за поставляемый «Газпромом» газ. Однако серия газовых конфликтов 2000-х гг. привела к заметному сокращению потребления природного газа: с 73,4 млрд м3 в 2000 г. до 57,7 млрд м3 в 2010 г. Начало конфликта на Донбассе и переход к европейским ценам стал шоком, к 2020 г. потребление снизилось до менее чем 30 млрд м3. После начала СВО внутренний спрос на газ упал до 20 млрд м3.
Несмотря на резкое снижение потребления украинская ГТС, способная обеспечить транспортировку свыше 250 млрд м3, продолжала стабильно работать, во многом, благодаря сохранению транзита и небольшой мощности отдельных веток экспортных газопроводов, что позволяло эффективно управлять доступными мощностями. В ожидании остановки транзита многие российские эксперты говорили о рисках распада ГТС на несколько региональных систем, слабо связанных (а в перспективе изолированных друг от друга). Среди таковых обычно выделяют:
- западноукраинскую систему: Львов/Ивано-Франковск/Тернополь, на основе собственной добычи и импорта из Польши и Словакии,
- восточно-украинскую систему: на основе крупных месторождений Харьковской и Полтавской областей,
- южно-украинскую систему: наименее устойчивая часть ГТС, существующая за счет «переброски» ресурсов с востока Украины и в перспективе – импорта через Молдову.
Но пока это, скорее умозрительные конструкции, нежели реальность.
Оценить будущие сценарии для украинской ГТС сейчас достаточно сложно. Это могут сделать только специалисты ОГТСУ и, возможно, ЦПДУ «Газпрома». С большой вероятностью, в ближайшие годы Украине удастся сохранить единую систему для запада и востока, наиболее сложной остается задача устойчивого газоснабжения Юга страны. Но и здесь краткосрочно не стоит ждать коллапса, скорее, некоторого ускорения деградации.
Пока Украине удается поддерживать стабильную работу ГТС и даже увеличивать добычу и потребление природного газа. По предварительным оценкам, в 2024 г. добыча выросла на 2% г/г, до 19,1 млрд м3, а потребление природного газа продолжило расти, превысив 21 млрд м3 (против 19,3 млрд м3 в 2022 г. и 19,8 млрд м3 в 2023 г.).
#Газпром #Молдова #ПоставкиГаза
«Зеленый энергокоридор»: каким может быть экспорт электроэнергии из стран Центральной Азии в 2030 г.?
30 декабря азербайджанская Azerenerji, казахстанская KEGOC и «Национальные электросети Узбекистана» подписали договор об учреждении проекта по созданию «Зеленого энергетического коридора» для экспорта электроэнергии из стран Кавказа и Центральной Азии в Европу. Экспорт должен быть обеспечен за счет масштабного развития возобновляемой энергетики в Азербайджане, Казахстане и Узбекистане и прокладки нескольких подводных кабелей – из Казахстана в Азербайджан по дну Каспия, и из Грузии в ЕС по дну Черного моря. Стороны не раскрывают технические параметры проекта, но объем поставок в ЕС может составить до 10-12 ГВт, что делает «Зеленый энергокоридор» одним из самых масштабных не только на постсоветском пространстве, но и в макрорегионе Европы, Ближнего Востока и Северной Африки.
Какие планы у стран Центральной Азии по развитию ВИЭ? Азербайджан планирует построить более 6 ГВт новых мощностей солнечных (СЭС) и ветряных (ВЭС) электростанций до 2030 г., направляя на экспорт до 5 ГВт. Еще более амбициозные программы планируют реализовать Казахстан (увеличение установленной мощности ВЭС и СЭС до 12 ГВт) и Узбекистана (20 ГВт). Как результат, уже к 2030 г. более 30% вырабатываемой в Азербайджане электроэнергии будет приходится на ВИЭ, в Узбекистане доля ВИЭ достигнет 25% и лишь в Казахстане будет близка к показателям «конвенциональных энергосистем» (10%). При направлении этой электроэнергии в ЕС страны региона могут, с одной стороны, увеличить экспортные доходы, а с другой – снизить требования к резервированию для таких мощностей, ведь в пасмурный безветренный день от экспорта можно просто отказаться. А это - немалая экономия.
5 ГВт мощностей ВИЭ из Азербайджана могут трансформироваться в 8-12 млрд кВтч, Узбекистан планирует направлять на экспорт 10-15 млрд кВтч. Планы Казахстана по экспорту электроэнергии ВИЭ пока не озвучивались, но, вероятно, в 2030-35 гг. новые мощности будут работать на внутренний рынок – Минэнерго страны ожидает дефицита электроэнергии в 13,5 млрд кВтч в 2030 г.
Таким образом, в 2030-е гг. по "Зеленому энергокоридору" может передаваться до 27-30 млрд кВтч, в два раза больше российского экспорта в ЕС "до 2022 г.". Новый проект станет серьезным конкурентом для ЕЭС/ОЭС, ведь по этой системе может транспортироваться электроэнергия не только для ЕС, но и для потребителей из стран Кавказа и Центральной Азии, а это означает формирование альтернативного контура вокруг "энергокоридора", а не российской ЕЭС.
Будет ли проект "Зеленого энергокоридора" привлекательным для участников и внешних покупателей – зависит от того, как будут реализованы планы по строительству ВИЭ-мощностей, и сколько будет стоить эта электроэнергия для потребителей.
#ИнтерРАО #Узбекистан #ВИЭ
30 декабря азербайджанская Azerenerji, казахстанская KEGOC и «Национальные электросети Узбекистана» подписали договор об учреждении проекта по созданию «Зеленого энергетического коридора» для экспорта электроэнергии из стран Кавказа и Центральной Азии в Европу. Экспорт должен быть обеспечен за счет масштабного развития возобновляемой энергетики в Азербайджане, Казахстане и Узбекистане и прокладки нескольких подводных кабелей – из Казахстана в Азербайджан по дну Каспия, и из Грузии в ЕС по дну Черного моря. Стороны не раскрывают технические параметры проекта, но объем поставок в ЕС может составить до 10-12 ГВт, что делает «Зеленый энергокоридор» одним из самых масштабных не только на постсоветском пространстве, но и в макрорегионе Европы, Ближнего Востока и Северной Африки.
Какие планы у стран Центральной Азии по развитию ВИЭ? Азербайджан планирует построить более 6 ГВт новых мощностей солнечных (СЭС) и ветряных (ВЭС) электростанций до 2030 г., направляя на экспорт до 5 ГВт. Еще более амбициозные программы планируют реализовать Казахстан (увеличение установленной мощности ВЭС и СЭС до 12 ГВт) и Узбекистана (20 ГВт). Как результат, уже к 2030 г. более 30% вырабатываемой в Азербайджане электроэнергии будет приходится на ВИЭ, в Узбекистане доля ВИЭ достигнет 25% и лишь в Казахстане будет близка к показателям «конвенциональных энергосистем» (10%). При направлении этой электроэнергии в ЕС страны региона могут, с одной стороны, увеличить экспортные доходы, а с другой – снизить требования к резервированию для таких мощностей, ведь в пасмурный безветренный день от экспорта можно просто отказаться. А это - немалая экономия.
5 ГВт мощностей ВИЭ из Азербайджана могут трансформироваться в 8-12 млрд кВтч, Узбекистан планирует направлять на экспорт 10-15 млрд кВтч. Планы Казахстана по экспорту электроэнергии ВИЭ пока не озвучивались, но, вероятно, в 2030-35 гг. новые мощности будут работать на внутренний рынок – Минэнерго страны ожидает дефицита электроэнергии в 13,5 млрд кВтч в 2030 г.
Таким образом, в 2030-е гг. по "Зеленому энергокоридору" может передаваться до 27-30 млрд кВтч, в два раза больше российского экспорта в ЕС "до 2022 г.". Новый проект станет серьезным конкурентом для ЕЭС/ОЭС, ведь по этой системе может транспортироваться электроэнергия не только для ЕС, но и для потребителей из стран Кавказа и Центральной Азии, а это означает формирование альтернативного контура вокруг "энергокоридора", а не российской ЕЭС.
Будет ли проект "Зеленого энергокоридора" привлекательным для участников и внешних покупателей – зависит от того, как будут реализованы планы по строительству ВИЭ-мощностей, и сколько будет стоить эта электроэнергия для потребителей.
#ИнтерРАО #Узбекистан #ВИЭ
Один день без украинского транзита: как прошло 1 января для Словакии
После 2022 г. лишь несколько стран ЕС сохраняли заметную зависимость от поставок газа из России. Среди них – Австрия и Словакия, продолжавшие получать газ по газопроводу «Братство» через Украину. И остановка транзита российского газа через Украину могла стать для этих стран "часом Х", особенно учитывая высокую долю поставок из России во внутреннем спросе.
По оценкам Министерства энергетики Австрии в октябре 2024 г. на поставки из России приходилось 89% всего импорта (и потребления), у Словакии не было альтернатив, 100% всего импорта в октябре (как и в предыдущие месяцы) пришлось на поставки из России. При этом у Австрии есть техническая возможность для импорта газа из Германии, Чехии и Италии, и высокая доля поставок из России объяснялась, скорее, ценой, нежели проблемами с переключением на альтернативных поставщиков.
Положение Словакии сложнее. Словакия может получать газ из Австрии, Венгрии и Польши, но до конца неясно, может ли импорт из этих стран заместить российский газ. 1 января потоки газа в Словацкую ГТС упали в 7 раз д/д, до 6 млн м3 (полученных из Венгрии, возможно, в рамках выполнения обязательств «Газпромом»), а основной объем потребления был обеспечен за счет отбора из ПХГ. При этом, ресурсы, доступные для распределения оказались в 1,5 раза ниже показателей 2023-24 гг., составив лишь 21 млн м3. 1 января – нерабочий день и, вероятно, не может рассматриваться как показательный пример. Тем не менее, отбор газа из ПХГ оказался максимальным с 14 декабря 2024 г., тогда как в прошлые годы EUStream 1 января обычно закачивал газ в ПХГ (из-за низкого спроса).
Придется ли в Братиславе останавливать троллейбусы после окончания новогодних каникул?
#Газпром #Словакия #ТранзитГаза
После 2022 г. лишь несколько стран ЕС сохраняли заметную зависимость от поставок газа из России. Среди них – Австрия и Словакия, продолжавшие получать газ по газопроводу «Братство» через Украину. И остановка транзита российского газа через Украину могла стать для этих стран "часом Х", особенно учитывая высокую долю поставок из России во внутреннем спросе.
По оценкам Министерства энергетики Австрии в октябре 2024 г. на поставки из России приходилось 89% всего импорта (и потребления), у Словакии не было альтернатив, 100% всего импорта в октябре (как и в предыдущие месяцы) пришлось на поставки из России. При этом у Австрии есть техническая возможность для импорта газа из Германии, Чехии и Италии, и высокая доля поставок из России объяснялась, скорее, ценой, нежели проблемами с переключением на альтернативных поставщиков.
Положение Словакии сложнее. Словакия может получать газ из Австрии, Венгрии и Польши, но до конца неясно, может ли импорт из этих стран заместить российский газ. 1 января потоки газа в Словацкую ГТС упали в 7 раз д/д, до 6 млн м3 (полученных из Венгрии, возможно, в рамках выполнения обязательств «Газпромом»), а основной объем потребления был обеспечен за счет отбора из ПХГ. При этом, ресурсы, доступные для распределения оказались в 1,5 раза ниже показателей 2023-24 гг., составив лишь 21 млн м3. 1 января – нерабочий день и, вероятно, не может рассматриваться как показательный пример. Тем не менее, отбор газа из ПХГ оказался максимальным с 14 декабря 2024 г., тогда как в прошлые годы EUStream 1 января обычно закачивал газ в ПХГ (из-за низкого спроса).
Придется ли в Братиславе останавливать троллейбусы после окончания новогодних каникул?
#Газпром #Словакия #ТранзитГаза
Будут ли останавливать в Братиславе троллейбусы для экономии газа на ТЭЦ?
Anonymous Poll
36%
в Братиславе никогда не было троллейбусов, только трамваи
12%
Все троллейбусные линии были демонтированы после развала Советского блока
16%
Да, остановят конечно. И электробусы
22%
Нет, потребление слишком маленькое
14%
Можно просто увеличить выработку на АЭС и ничего не нужно останавливать
Кофе и бензин
Будут ли останавливать в Братиславе троллейбусы для экономии газа на ТЭЦ?
Конечно, в Братиславе есть троллейбусы и их достаточно много. Вид транспорта, возникший из-за желания сэкономить дефицитный бензин, сохраняет популярность не только в СНГ, но и во многих странах Европы.
Сейчас в столице Словакии действует 7 троллейбусных маршрутов. Общий парк составляет 70 троллейбусов, из которых на линию ежедневно выходит от 20 до 50 машин.
В час троллейбус потребляет 35-45 кВтч, что при средних потерях электроэнергии в контактной сети в 15% и расходе условного топлива на выработку электроэнергии в 300 гут/кВтч, требует сжигания 10,7-13,8 м3 природного газа. Получается, что все троллейбусы Братиславы в час требуют максимум 0,5-0,7 тыс. м3 (меньше 0,04% от общего потребления газа в обычный зимний день).
Поэтому остановка троллейбусов может раздосадовать горожан, но сэкономить много газа - не получится.
#Братислава #Троллейбус
Сейчас в столице Словакии действует 7 троллейбусных маршрутов. Общий парк составляет 70 троллейбусов, из которых на линию ежедневно выходит от 20 до 50 машин.
В час троллейбус потребляет 35-45 кВтч, что при средних потерях электроэнергии в контактной сети в 15% и расходе условного топлива на выработку электроэнергии в 300 гут/кВтч, требует сжигания 10,7-13,8 м3 природного газа. Получается, что все троллейбусы Братиславы в час требуют максимум 0,5-0,7 тыс. м3 (меньше 0,04% от общего потребления газа в обычный зимний день).
Поэтому остановка троллейбусов может раздосадовать горожан, но сэкономить много газа - не получится.
#Братислава #Троллейбус
imhd.sk Prešov
Cestovné poriadky
Mestská hromadná doprava a regionálna doprava na Slovensku
Цены на сырьевые товары: что нужно делать по мнению Владислава Мищенко
Дмитрий Гусев обращает внимание на интервью Владислава Мищенко в "Российской газете". Владислав Мищенко, экс-глава московского офиса Argus Media, является, вероятно, одним из самых титулованных независимых экспертов в области ценообразования на сырьевых рынках. Интервью, данное в правительственной газете, можно рассматривать как программное, и, действительно, богато на идеи.
Но позволим себе и немного поспорить с господином Мищенко:
- "у стран Ближнего Востока... есть своя биржа..., у США и стран Северной Америки - свои площадки.... У России,... таковой площадки нет."
Мы привыкли к тому, что рынок - сложнее. Например, бенчмарк при определении официальной цены на нефть, поставляемую Saudi Aramco (Official Selling Price, OSP), определяется местом поставки: для стран ЕС цены привязаны к ICE Brent, при поставках в Азию - к Platts Dubai, а в США (редкое сейчас направление) - к ASCI. Другие поставщики тоже чаще выбирают данные Platts и Argus, а не биржевые котировки, ведь биржи пришли на этот рынок (в его современном изводе) не так уж и давно.
А ценовых агентств, работающих на российском рынке, и сейчас не так уж и мало - от международных Platts и Argus, до российского НААНС-Медиа.
- "из-за действия санкций стоимость нашей нефти, оказывается заниженной через систему плавающих дифференциалов..., зачастую под влиянием исключительно конъюнктурных факторов".
Это объективная ситуация, ведь на рынке помимо продавцов есть и покупатели и цена образуется там, где предложение встречается со спросом. Вероятно, можно придумать наш, российский механизм для снижения дисконтов, но не окажемся ли мы в ситуации, описанной когда-то давно Фазилем Искандером в "Сандро из Чегема": чегемцы, торговавшие на городском рынке продуктами, иногда заламывали неимоверные цены и, не найдя покупателей, увозили все назад, в горы, говоря: "ничего, сами съедим"?
- "Нам нужен свой нефтяной эталон. Например... ВСТО".
Мы привыкли, что есть простая технология - нужно создать ценовое агентство для оценки стоимости физических партий, запустить фьючерс на бирже и - бенчмарк готов. Почему же до этого несколько попыток создать бенчмарк на основе Urals не увенчались успехом? Возможно, потому что производство бенчмарков отчасти искусство, а не механическая процедура?
- "Эту же практику можно применить... и для других товарно-сырьевых групп - зерно, минеральные удобрения, металлы, химия, газ"
Горячо поддерживаем. Если на рынке нефти и нефтепродуктов работает достаточно много ценовых агентств и СПбМТСБ, то вот освещение других рынков должно быть ярче.
Каким, например, котировкам российского зерна сейчас можно доверять?
#PRA #ESPO #Platts
Дмитрий Гусев обращает внимание на интервью Владислава Мищенко в "Российской газете". Владислав Мищенко, экс-глава московского офиса Argus Media, является, вероятно, одним из самых титулованных независимых экспертов в области ценообразования на сырьевых рынках. Интервью, данное в правительственной газете, можно рассматривать как программное, и, действительно, богато на идеи.
Но позволим себе и немного поспорить с господином Мищенко:
- "у стран Ближнего Востока... есть своя биржа..., у США и стран Северной Америки - свои площадки.... У России,... таковой площадки нет."
Мы привыкли к тому, что рынок - сложнее. Например, бенчмарк при определении официальной цены на нефть, поставляемую Saudi Aramco (Official Selling Price, OSP), определяется местом поставки: для стран ЕС цены привязаны к ICE Brent, при поставках в Азию - к Platts Dubai, а в США (редкое сейчас направление) - к ASCI. Другие поставщики тоже чаще выбирают данные Platts и Argus, а не биржевые котировки, ведь биржи пришли на этот рынок (в его современном изводе) не так уж и давно.
А ценовых агентств, работающих на российском рынке, и сейчас не так уж и мало - от международных Platts и Argus, до российского НААНС-Медиа.
- "из-за действия санкций стоимость нашей нефти, оказывается заниженной через систему плавающих дифференциалов..., зачастую под влиянием исключительно конъюнктурных факторов".
Это объективная ситуация, ведь на рынке помимо продавцов есть и покупатели и цена образуется там, где предложение встречается со спросом. Вероятно, можно придумать наш, российский механизм для снижения дисконтов, но не окажемся ли мы в ситуации, описанной когда-то давно Фазилем Искандером в "Сандро из Чегема": чегемцы, торговавшие на городском рынке продуктами, иногда заламывали неимоверные цены и, не найдя покупателей, увозили все назад, в горы, говоря: "ничего, сами съедим"?
- "Нам нужен свой нефтяной эталон. Например... ВСТО".
Мы привыкли, что есть простая технология - нужно создать ценовое агентство для оценки стоимости физических партий, запустить фьючерс на бирже и - бенчмарк готов. Почему же до этого несколько попыток создать бенчмарк на основе Urals не увенчались успехом? Возможно, потому что производство бенчмарков отчасти искусство, а не механическая процедура?
- "Эту же практику можно применить... и для других товарно-сырьевых групп - зерно, минеральные удобрения, металлы, химия, газ"
Горячо поддерживаем. Если на рынке нефти и нефтепродуктов работает достаточно много ценовых агентств и СПбМТСБ, то вот освещение других рынков должно быть ярче.
Каким, например, котировкам российского зерна сейчас можно доверять?
#PRA #ESPO #Platts
Telegram
Oilfly
За два года действия западных санкций против нефтяной отрасли России мы научились самостоятельно торговать нефтью. Наши компании выстроили новую логистику доставки грузов и схемы банковских расчетов продавца и покупателя. Но цены на российскую нефть продолжают…
Для каких российских сырьевых товаров не доступны/менее доступны релевантные котировки?
Anonymous Poll
29%
нефть
17%
нефтепродукты
23%
СУГ (пропан-бутан)
27%
нефтехимическая продукция
21%
СПГ
19%
уголь
25%
сталь
23%
цветные металлы (медь/никель/др.)
35%
минудобрения
48%
сельхозтовары (зерно/помидоры/яичный порошок/др.)
Заявление Евгения Грабчака: насколько могут/должны вырасти цены на электроэнергию?
18 декабря замминистра энергетики Евгений Грабчак сделал громкое заявление о «конце эры дешевой электроэнергии» и будущем росте цен на электроэнергию в 2-3 раза. Евгений Грабчак стал «энергетическим царем» после 4 сентября 2024 г., когда в отставку ушел Павел Сниккарс, курировавший утверждение инвестпрограмм и развитие электроэнергетики. Теперь г-н Грабчак единственный ответственный за электроэнергетику в Минэнерго.
Коллеги говорят, что эти цитаты вырваны из контекста и раздуты «ради хайпа», и говорят о проработке Минэнерго «дополнительных мер поддержки отрасли для «снижения стоимости строительства». К ним коллеги из Energy Today относят специальные преференциальные налоговые и инвестиционные режимы, строительство «энергоемких промышленных потребителей собственной генерации» (неясно, как и кого такое строительство поддержит?) и даже «внедрение новой 4-ой категории потребителей» (ничего непонятно, но очень интересно). В списке мер не указаны, однако, планы по развитию отраслевой конкуренции и снижению стоимости оборудования – проблемы, о которых часто говорят участники рынка.
Российский энергорынок – не совсем «рыночный». Ведь и для действующей, и для новой генерации «Совет рынка» проводит конкурсные отборы, гарантируя генерирующим компаниям определенный уровень доходности на вложенный капитал. Это делается с благой целью – ведь иначе инвесторы не придут на рынок. Но в результате это привело к возвращению к необычному «госплану»: консалтинговая компания за несколько миллионов рублей разрабатывает Генсхему, на ее основе Системный оператор строит прогнозы спроса, а Совет рынка проводит отборы по строительству новых мощностей стоимостью в триллионы рублей. В отличие от нефтедобычи или металлургии инвесторы в электрогенерацию не несут значимых рисков: доходность проектов привязана к ОФЗ, проекты с удовольствием кредитуют банки, а если строительство задержалось – всегда можно попросить «Совет рынка» перенести сроки ввода. Проект стал очень дорогим? Можно попробовать от него отказаться.
При таком подходе цены будут только расти. Ведь все риски несет потребитель. А так ли низка стоимость электроэнергии сейчас? Российские эксперты часто говорят о низких ценах на электроэнергию для конечных потребителей. Но это, во многом, заслуга ФАС (низкие регулируемые цены на природный газ) и Минфина (сравнительно низкие налоги, отсутствие углеродного регулирования). А что будет если не учитывать эти статьи расходов? Попробуем подсчитать "валовую маржу электроэнергетики" (включая затраты на транспорт и сбыт электроэнергии) как дифференциал в ценах на электроэнергию для крупных промышленных потребителей (>150 млн кВтч в год) и стоимости природного газа для газовых ТЭС (в 2024 г. бывших замыкающими поставщиками в России и в большинстве стран ЕС). Пока она действительно ниже уровня США и ЕС. Но при росте цен в 2-3 раза валовая маржа электроэнергетики уже будет сравнима с уровнем многих крупных развитых стран. Как быть потребителям? Сокращать спрос?
#Электроэнергетика #ЦеныНаЭлектроэнергию #Грабчак
18 декабря замминистра энергетики Евгений Грабчак сделал громкое заявление о «конце эры дешевой электроэнергии» и будущем росте цен на электроэнергию в 2-3 раза. Евгений Грабчак стал «энергетическим царем» после 4 сентября 2024 г., когда в отставку ушел Павел Сниккарс, курировавший утверждение инвестпрограмм и развитие электроэнергетики. Теперь г-н Грабчак единственный ответственный за электроэнергетику в Минэнерго.
Коллеги говорят, что эти цитаты вырваны из контекста и раздуты «ради хайпа», и говорят о проработке Минэнерго «дополнительных мер поддержки отрасли для «снижения стоимости строительства». К ним коллеги из Energy Today относят специальные преференциальные налоговые и инвестиционные режимы, строительство «энергоемких промышленных потребителей собственной генерации» (неясно, как и кого такое строительство поддержит?) и даже «внедрение новой 4-ой категории потребителей» (ничего непонятно, но очень интересно). В списке мер не указаны, однако, планы по развитию отраслевой конкуренции и снижению стоимости оборудования – проблемы, о которых часто говорят участники рынка.
Российский энергорынок – не совсем «рыночный». Ведь и для действующей, и для новой генерации «Совет рынка» проводит конкурсные отборы, гарантируя генерирующим компаниям определенный уровень доходности на вложенный капитал. Это делается с благой целью – ведь иначе инвесторы не придут на рынок. Но в результате это привело к возвращению к необычному «госплану»: консалтинговая компания за несколько миллионов рублей разрабатывает Генсхему, на ее основе Системный оператор строит прогнозы спроса, а Совет рынка проводит отборы по строительству новых мощностей стоимостью в триллионы рублей. В отличие от нефтедобычи или металлургии инвесторы в электрогенерацию не несут значимых рисков: доходность проектов привязана к ОФЗ, проекты с удовольствием кредитуют банки, а если строительство задержалось – всегда можно попросить «Совет рынка» перенести сроки ввода. Проект стал очень дорогим? Можно попробовать от него отказаться.
При таком подходе цены будут только расти. Ведь все риски несет потребитель. А так ли низка стоимость электроэнергии сейчас? Российские эксперты часто говорят о низких ценах на электроэнергию для конечных потребителей. Но это, во многом, заслуга ФАС (низкие регулируемые цены на природный газ) и Минфина (сравнительно низкие налоги, отсутствие углеродного регулирования). А что будет если не учитывать эти статьи расходов? Попробуем подсчитать "валовую маржу электроэнергетики" (включая затраты на транспорт и сбыт электроэнергии) как дифференциал в ценах на электроэнергию для крупных промышленных потребителей (>150 млн кВтч в год) и стоимости природного газа для газовых ТЭС (в 2024 г. бывших замыкающими поставщиками в России и в большинстве стран ЕС). Пока она действительно ниже уровня США и ЕС. Но при росте цен в 2-3 раза валовая маржа электроэнергетики уже будет сравнима с уровнем многих крупных развитых стран. Как быть потребителям? Сокращать спрос?
#Электроэнергетика #ЦеныНаЭлектроэнергию #Грабчак
Цены на российские сырьевые товары: насколько доступны котировки?
2022 год кардинально изменил торговые потоки, но мы уже в 2025 году: и участники рынка, и ценовые агентства уже адаптировались к новым условиям и запустили котировки. Экспортерам иногда «не хватает» котировки на конкретном базисе, но, по крайней мере, одна котировка для товара российского происхождения обычно доступна, что позволяет оценивать актуальные дисконты/премии к мировым ценам и анализировать текущую рыночную ситуацию.
Мы попробовали сделать свод по доступным ценовым котировкам для российских экспортных товаров. Почти наверняка это неполный список, а иногда данные могут отсутствовать для конкретного товара. Например, могут быть доступны данные по многим видам нефтепродуктов, но не по российскому битуму. Вероятна, и обратная ситуация – для продуктов, по которым мы поставили «-», на самом деле, есть ценовые котировки. На наш взгляд, в наименьшей степени сейчас покрываются рынки СПГ, цветных металлов, стальной продукции.
* зеленым отмечены позиции, по которым доступны полноценные котировки, желтым – в случае, если ценовые котировки доступны для нерелевантных рынков (например, для внутреннего рынка), но эти цены также используются экспортерами/импортерами из третьих стран, розовым – если доступны лишь данные по отдельным сделкам.
#ЦеныНаСырье #PRA
2022 год кардинально изменил торговые потоки, но мы уже в 2025 году: и участники рынка, и ценовые агентства уже адаптировались к новым условиям и запустили котировки. Экспортерам иногда «не хватает» котировки на конкретном базисе, но, по крайней мере, одна котировка для товара российского происхождения обычно доступна, что позволяет оценивать актуальные дисконты/премии к мировым ценам и анализировать текущую рыночную ситуацию.
Мы попробовали сделать свод по доступным ценовым котировкам для российских экспортных товаров. Почти наверняка это неполный список, а иногда данные могут отсутствовать для конкретного товара. Например, могут быть доступны данные по многим видам нефтепродуктов, но не по российскому битуму. Вероятна, и обратная ситуация – для продуктов, по которым мы поставили «-», на самом деле, есть ценовые котировки. На наш взгляд, в наименьшей степени сейчас покрываются рынки СПГ, цветных металлов, стальной продукции.
* зеленым отмечены позиции, по которым доступны полноценные котировки, желтым – в случае, если ценовые котировки доступны для нерелевантных рынков (например, для внутреннего рынка), но эти цены также используются экспортерами/импортерами из третьих стран, розовым – если доступны лишь данные по отдельным сделкам.
#ЦеныНаСырье #PRA
Скидка на авиабилеты для детей: как отразится на доходах авиакомпаний и инфляции?
19 декабря 2024 г. Анна Шенкао во время «прямой линии» с Президентом пожаловалась на высокую стоимость авиабилетов. Решение было найдено быстро – уже через день Минтранс сообщил о планах ввести обязательное требование о скидке в 50% к стандартному тарифу для всех детей в возрасте от 2 до 12 лет (ранее действовала норма о скидке для многодетных семей, при этом скидка предоставлялась не всеми авиакомпаниями и не на всех маршрутах). Аэрофлот и Уральские авиалинии «в инициативном порядке» объявили о введении 50%-й скидки с 23 декабря 2024 г., а с 10 января эта норма станет обязательной.
Что это значит для авиакомпаний? По данным Росавиации в 2023 г. российские авиакомпании перевезли 7,3 млн детей в возрасте от 2 до 12 лет, за первые 10 месяцев 2024 г. было перевезено 7,1 млн маленьких пассажиров (7,4% от всех пассажиров). У «Аэрофлота» и «России» доля детей среди пассажиров была ниже (1,3 млн чел. или 4,9% за 11 месяцев 2024 г.), у авиакомпаний, работающих в бюджетном сегменте, вероятно, больше. Точно оценить влияние на выручку авиакомпаний сложно, т.к. неизвестны ни точные направления перелетов, ни то, какие до этого применялись тарифы и скидки и т.д. Попробуем рассчитать эффект в предположении, что ранее билеты со скидкой могли купить только многодетные семьи, а частота их перелетов совпадала со средней по демографической группе (но, вероятно, была ниже), а сейчас 50%-й скидкой смогут воспользоваться все.
В этом случае количество детей, получивших в 2023 г. льготные билеты, можно оценить в 715 тыс. чел., в 2024-25 гг. – в 800-810 тыс. чел. Теперь на льготы смогут претендовать в 10 раз больше детей – билет с 50%-й скидкой приобретут 8,24 млн пассажиров. Эффект от новых льгот для «Аэрофлота» и S7, в большей степени ориентированных на деловые перевозки, будет меньше, тогда как выручка других авиакомпаний снизится сильнее. В целом по отрасли недополученная выручка в 2025 г. может составить 41 млрд руб. Компании группы «Аэрофлот» могут снизить выручку на 19 млрд руб., S7 – на 5 млрд руб., а «Уральские авиалинии» - на 4 млрд руб.
Окажут ли принятые решения влияние на недельную инфляцию, релиза по которой с замиранием сердца ждут все россияне уже в следующую среду?
#Авиация #Аэрофлот #ЦеныНаАвиабилеты
19 декабря 2024 г. Анна Шенкао во время «прямой линии» с Президентом пожаловалась на высокую стоимость авиабилетов. Решение было найдено быстро – уже через день Минтранс сообщил о планах ввести обязательное требование о скидке в 50% к стандартному тарифу для всех детей в возрасте от 2 до 12 лет (ранее действовала норма о скидке для многодетных семей, при этом скидка предоставлялась не всеми авиакомпаниями и не на всех маршрутах). Аэрофлот и Уральские авиалинии «в инициативном порядке» объявили о введении 50%-й скидки с 23 декабря 2024 г., а с 10 января эта норма станет обязательной.
Что это значит для авиакомпаний? По данным Росавиации в 2023 г. российские авиакомпании перевезли 7,3 млн детей в возрасте от 2 до 12 лет, за первые 10 месяцев 2024 г. было перевезено 7,1 млн маленьких пассажиров (7,4% от всех пассажиров). У «Аэрофлота» и «России» доля детей среди пассажиров была ниже (1,3 млн чел. или 4,9% за 11 месяцев 2024 г.), у авиакомпаний, работающих в бюджетном сегменте, вероятно, больше. Точно оценить влияние на выручку авиакомпаний сложно, т.к. неизвестны ни точные направления перелетов, ни то, какие до этого применялись тарифы и скидки и т.д. Попробуем рассчитать эффект в предположении, что ранее билеты со скидкой могли купить только многодетные семьи, а частота их перелетов совпадала со средней по демографической группе (но, вероятно, была ниже), а сейчас 50%-й скидкой смогут воспользоваться все.
В этом случае количество детей, получивших в 2023 г. льготные билеты, можно оценить в 715 тыс. чел., в 2024-25 гг. – в 800-810 тыс. чел. Теперь на льготы смогут претендовать в 10 раз больше детей – билет с 50%-й скидкой приобретут 8,24 млн пассажиров. Эффект от новых льгот для «Аэрофлота» и S7, в большей степени ориентированных на деловые перевозки, будет меньше, тогда как выручка других авиакомпаний снизится сильнее. В целом по отрасли недополученная выручка в 2025 г. может составить 41 млрд руб. Компании группы «Аэрофлот» могут снизить выручку на 19 млрд руб., S7 – на 5 млрд руб., а «Уральские авиалинии» - на 4 млрд руб.
Окажут ли принятые решения влияние на недельную инфляцию, релиза по которой с замиранием сердца ждут все россияне уже в следующую среду?
#Авиация #Аэрофлот #ЦеныНаАвиабилеты
Отразится ли предоставление скидки на авиабилеты для детей на динамике инфляции?
Anonymous Poll
26%
Да, конечно.
19%
Нет, Росстат "не умеет" регистрировать адресные скидки
7%
Нет, Росстат не регистрирует теперь цены на авиабилеты
30%
Давайте посмотрим на корзину потребительских расходов населения для расчета ИПЦ. Кстати, где она?
19%
Ничего не понятно:(
Каким будет экспорт российского газа в ЕС в 2025 г.?
Обсуждая экспорт российской газа в Европу, мы обычно используем простую арифметику: поставки идут по "Турецкому потоку" и через Украину. Экспорт по "Турецкому потоку" – близок к проектной мощности и составляет 15-16 млрд м3 в год, транзит через Украину – 14-15 млрд м3 (исходя из дневной номинации на Суджу в 40-42 млн м3/день). Нет украинского транзита - нет, и 15 млрд м3 экспорта. Но обязательно ли это?
У "Газпрома" есть возможности для частичной компенсации от потерь на украинском направлении. И ключ - в руках Турции. Сейчас Россия поставляет газ в Турцию по двум маршрутам - по введенному в 2003 г. "Голубому потоку" и по начавшей в 2020 г. работу 1-й нитке "Турецкого потока". Газ в Юго-Восточную Европу идет транзитом по 2-й ветке «Турецкого потока», с последующей подачей в начинающийся в Болгарии «Балканский поток». В 2024 г. средняя загрузка всех этих газопроводов составляла 68%, наиболее загруженной была 2-я ветка «Турецкого потока» (92%, близко к 100% с учетом остановки на ремонты и обслуживание), самой низкой оставалась загрузка 1-й ветки «Турецкого потока» (42%), построенного для снабжения потребителей в Стамбуле и на Северо-Западе Турции. Общие свободные мощности (с учетом остановки на ремонт) можно оценить в 12,2 млрд м3 – близко к объемам транзита через Украину в 2024 г. (13,7 млрд м3).
Конечно, важны не только мощности «на входе» в ГТС, но и на выходе. Формально, у Турции есть профицит мощностей на западе и весь поставленный из России газ может быть транспортирован в ЕС. Фактически же из-за ограничений на транспортировку газа в Юго-Восточной Европе, даже для увеличения экспорта на 6 млрд м3, «Газпрому» необходимо будет провести большую работу и договориться с местными поставщиками о свопе. Стоит ли это того? Определенно, да. Ведь в этом случае потери от украинского транзита составят лишь 7 млрд м3, а доходы будут $3 млрд выше «базового пессимистичного сценария».
#Газпром #ЭкспортГаза #Турция
Обсуждая экспорт российской газа в Европу, мы обычно используем простую арифметику: поставки идут по "Турецкому потоку" и через Украину. Экспорт по "Турецкому потоку" – близок к проектной мощности и составляет 15-16 млрд м3 в год, транзит через Украину – 14-15 млрд м3 (исходя из дневной номинации на Суджу в 40-42 млн м3/день). Нет украинского транзита - нет, и 15 млрд м3 экспорта. Но обязательно ли это?
У "Газпрома" есть возможности для частичной компенсации от потерь на украинском направлении. И ключ - в руках Турции. Сейчас Россия поставляет газ в Турцию по двум маршрутам - по введенному в 2003 г. "Голубому потоку" и по начавшей в 2020 г. работу 1-й нитке "Турецкого потока". Газ в Юго-Восточную Европу идет транзитом по 2-й ветке «Турецкого потока», с последующей подачей в начинающийся в Болгарии «Балканский поток». В 2024 г. средняя загрузка всех этих газопроводов составляла 68%, наиболее загруженной была 2-я ветка «Турецкого потока» (92%, близко к 100% с учетом остановки на ремонты и обслуживание), самой низкой оставалась загрузка 1-й ветки «Турецкого потока» (42%), построенного для снабжения потребителей в Стамбуле и на Северо-Западе Турции. Общие свободные мощности (с учетом остановки на ремонт) можно оценить в 12,2 млрд м3 – близко к объемам транзита через Украину в 2024 г. (13,7 млрд м3).
Конечно, важны не только мощности «на входе» в ГТС, но и на выходе. Формально, у Турции есть профицит мощностей на западе и весь поставленный из России газ может быть транспортирован в ЕС. Фактически же из-за ограничений на транспортировку газа в Юго-Восточной Европе, даже для увеличения экспорта на 6 млрд м3, «Газпрому» необходимо будет провести большую работу и договориться с местными поставщиками о свопе. Стоит ли это того? Определенно, да. Ведь в этом случае потери от украинского транзита составят лишь 7 млрд м3, а доходы будут $3 млрд выше «базового пессимистичного сценария».
#Газпром #ЭкспортГаза #Турция
Forwarded from Глобальные Энергетические Рынки
Несколько тезисов в продолжение условно заочной дискуссии:
1. Речь идет не о биржевых котировках на российскую нефть, а о создании своей собственной системы ценообразования в которой должны работать как биржевые так и спотовые инструменты. Что же касается практики определения дифференциалов на нефть из Саудовской Аравии, то дисконты и премии определяются самим производителем и экспортером (Saudi Aramco) по своей собственной методике, а не кем-то со стороны.
2. Российский ценовой механизм нужен не для «снижения дисконтов», а для создания устойчивой и независимой торговой системы в свете нарастающей фрагментации мирового рынка нефти и других сырьевых товаров. Это не конъюнктурная, а стратегическая задача!
3. Бенчмарк на «основе Urals» не удалась создать по совокупности причин: одна из них - фьючерсный контракт на Urals был запущен на российской площадке (СПбМТСБ) в 2016-м году на базисе fob Приморск не как расчетный механизм, а как поставочный, в то время как физическая торговля (собственно рынок Urals) был сформирован на базисе cif. Что же касается рынка нефти марки ВСТО, то он с самого начала функционирует на базисе fob и в наличии все условия для запуска как биржевого поставочного контракта, так и физической котировки на базисе fob Козьмино.
4. На рынке сырьевых товаров не работает «много ценовых агентств» - их всего два, по крайней мере из тех, чьи котировки используют в физических контрактах. Про «российские котировки зерна, которым можно доверять» - та же самая задача что и по рынку нефти - в этом и основной посыл интервью.
1. Речь идет не о биржевых котировках на российскую нефть, а о создании своей собственной системы ценообразования в которой должны работать как биржевые так и спотовые инструменты. Что же касается практики определения дифференциалов на нефть из Саудовской Аравии, то дисконты и премии определяются самим производителем и экспортером (Saudi Aramco) по своей собственной методике, а не кем-то со стороны.
2. Российский ценовой механизм нужен не для «снижения дисконтов», а для создания устойчивой и независимой торговой системы в свете нарастающей фрагментации мирового рынка нефти и других сырьевых товаров. Это не конъюнктурная, а стратегическая задача!
3. Бенчмарк на «основе Urals» не удалась создать по совокупности причин: одна из них - фьючерсный контракт на Urals был запущен на российской площадке (СПбМТСБ) в 2016-м году на базисе fob Приморск не как расчетный механизм, а как поставочный, в то время как физическая торговля (собственно рынок Urals) был сформирован на базисе cif. Что же касается рынка нефти марки ВСТО, то он с самого начала функционирует на базисе fob и в наличии все условия для запуска как биржевого поставочного контракта, так и физической котировки на базисе fob Козьмино.
4. На рынке сырьевых товаров не работает «много ценовых агентств» - их всего два, по крайней мере из тех, чьи котировки используют в физических контрактах. Про «российские котировки зерна, которым можно доверять» - та же самая задача что и по рынку нефти - в этом и основной посыл интервью.
Кофе и бензин
Несколько тезисов в продолжение условно заочной дискуссии: 1. Речь идет не о биржевых котировках на российскую нефть, а о создании своей собственной системы ценообразования в которой должны работать как биржевые так и спотовые инструменты. Что же касается…
Российское (международное) ценовое агентство: насколько реально?
Владислав Мищенко поддержал дискуссию и ответил на наши вопросы. Наверное, главный вопрос, который остается на повестке, - это не "зачем", а "как"?
Владислав Мищенко говорит о необходимости создания собственной независимой системы ценообразования, при этом отмечая, что в физических контрактах используются цены всего "двух ценовых агентств", вероятно, имея ввиду рынок нефти и американский Platts и британский Argus (хотя в случае нефтепродуктов свои ниши есть и у ICIS, и OPIS, и некоторых других агентств). Это очень амбициозная цель. Ведь котировкам должны верить не только продавцы, но и покупатели. Готовы ли будут они общаться с российскими ценовыми агентствами, приходить на российские биржи, покупать по рассчитанным российскими агентствами котировок, Будут ли покупатели готовы к открытости в условиях западных санкций, закрытия статистики и наступающего "рынка покупателя", ведь во многих сырьевых секторах мы в ближайшие годы увидим профицит предложения?
Значит ли это, что ничего делать не нужно? Конечно, нет. Но вопрос о том, как это сделать остается ключевым. Особенно, учитывая (очень) скромные успехи в этом направлении за последние два года.
#ЦеновыеКотировки #ЦеныНаНефть
Владислав Мищенко поддержал дискуссию и ответил на наши вопросы. Наверное, главный вопрос, который остается на повестке, - это не "зачем", а "как"?
Владислав Мищенко говорит о необходимости создания собственной независимой системы ценообразования, при этом отмечая, что в физических контрактах используются цены всего "двух ценовых агентств", вероятно, имея ввиду рынок нефти и американский Platts и британский Argus (хотя в случае нефтепродуктов свои ниши есть и у ICIS, и OPIS, и некоторых других агентств). Это очень амбициозная цель. Ведь котировкам должны верить не только продавцы, но и покупатели. Готовы ли будут они общаться с российскими ценовыми агентствами, приходить на российские биржи, покупать по рассчитанным российскими агентствами котировок, Будут ли покупатели готовы к открытости в условиях западных санкций, закрытия статистики и наступающего "рынка покупателя", ведь во многих сырьевых секторах мы в ближайшие годы увидим профицит предложения?
Значит ли это, что ничего делать не нужно? Конечно, нет. Но вопрос о том, как это сделать остается ключевым. Особенно, учитывая (очень) скромные успехи в этом направлении за последние два года.
#ЦеновыеКотировки #ЦеныНаНефть
Telegram
Глобальные Энергетические Рынки
Несколько тезисов в продолжение условно заочной дискуссии:
1. Речь идет не о биржевых котировках на российскую нефть, а о создании своей собственной системы ценообразования в которой должны работать как биржевые так и спотовые инструменты. Что же касается…
1. Речь идет не о биржевых котировках на российскую нефть, а о создании своей собственной системы ценообразования в которой должны работать как биржевые так и спотовые инструменты. Что же касается…
Само-санкции: Shandong Port Group ограничила прием танкеров из списка OFAC
На прошлой неделе Shandong Port Group (SPG), крупнейшая компания-оператор портовых терминалов в провинции Шаньдун, объявила о решении не принимать в портах танкеры, внесенные в санкционный список американского OFAC. Шаньдун, крупнейший в Китае нефтеперерабатывающий хаб, в этом регионе находятся больше 15 НПЗ, которые в 2024 г. переработали 125 млн т.
В 2024 г. импорт нефти через порты провинции достиг 3,3 мбд (свыше 160 млн т), более 70% нефтяных грузов было обработано в портах, находящихся под управлением SPG. Среди них – терминалы в Циндао, Вэйфане, Ричжао и др. Значительная часть импорта через порты SPG приходилась на поставки из России, Венесуэлы и Ирана (суммарно 1,1 мбд), и перевозилась на танкерах, находящихся под санкциями OFAC. Влияние санкций на поставки из Венесуэлы может оказаться почти незаметным (в 2024 г. лишь одна партия нефти была доставлена в Китай на подсанкционном Aframax), тогда как потоки из России (43 Aframax и Suezmax, включенные в список OFAC) и Ирана (42 VLCC, на которые пришлось 67% всего иранского нефтяного экспорта) будет намного серьезнее.
Введенные ограничения серьезно изменят рынок в АТР: китайские НПЗ будут стараться диверсифицировать поставки, грузоотправители – искать не включенные в списки OFAC танкеры, а перевозчики, оказавшиеся под ударом, – изобретать новые схемы работы. Для российских компаний эти изменения могут стать серьезным ударом, ведь дальневосточный рынок на маршруте Козьмино-Шаньдун традиционно является премиальным для перевозчиков (ставки фрахта в 1,5 раза выше, чем на направлениях из западных портов).
#Шаньдун #SPG #Санкции
На прошлой неделе Shandong Port Group (SPG), крупнейшая компания-оператор портовых терминалов в провинции Шаньдун, объявила о решении не принимать в портах танкеры, внесенные в санкционный список американского OFAC. Шаньдун, крупнейший в Китае нефтеперерабатывающий хаб, в этом регионе находятся больше 15 НПЗ, которые в 2024 г. переработали 125 млн т.
В 2024 г. импорт нефти через порты провинции достиг 3,3 мбд (свыше 160 млн т), более 70% нефтяных грузов было обработано в портах, находящихся под управлением SPG. Среди них – терминалы в Циндао, Вэйфане, Ричжао и др. Значительная часть импорта через порты SPG приходилась на поставки из России, Венесуэлы и Ирана (суммарно 1,1 мбд), и перевозилась на танкерах, находящихся под санкциями OFAC. Влияние санкций на поставки из Венесуэлы может оказаться почти незаметным (в 2024 г. лишь одна партия нефти была доставлена в Китай на подсанкционном Aframax), тогда как потоки из России (43 Aframax и Suezmax, включенные в список OFAC) и Ирана (42 VLCC, на которые пришлось 67% всего иранского нефтяного экспорта) будет намного серьезнее.
Введенные ограничения серьезно изменят рынок в АТР: китайские НПЗ будут стараться диверсифицировать поставки, грузоотправители – искать не включенные в списки OFAC танкеры, а перевозчики, оказавшиеся под ударом, – изобретать новые схемы работы. Для российских компаний эти изменения могут стать серьезным ударом, ведь дальневосточный рынок на маршруте Козьмино-Шаньдун традиционно является премиальным для перевозчиков (ставки фрахта в 1,5 раза выше, чем на направлениях из западных портов).
#Шаньдун #SPG #Санкции
Iranian-style sanctions: как сейчас реагирует китайский нефтяной рынок?
За последнюю неделю рынок нефти в Шаньдуне, крупнейшем и наиболее ликвидном нефтяном хабе в Восточной Азии, пережил сразу несколько потрясений. Сначала Shandong Port Group ограничила обслуживание танкеров из sdn-списка в управляемых компанией портах (а на них приходится больше 70% всего импорта нефти в провинцию). Затем – США ввели блокирующие санкции против крупных российских нефтяных компаний и внесли в sdn-список десятки нефтяных танкеров, занимающихся перевозками российской нефти.
Маршрут из Козьмино в порты Шаньдуна – один из самых коротких, транспортировка нефти занимает 3-4 дня, и эффект от санкций уже начал действовать: новостные агентства сообщают, что попавшие в sdn-список танкеры не могут разгрузиться в китайских портах и встали на вынужденную стоянку вблизи нефтяных терминалов. В ближайшем будущем проблем может стать больше: на попавшие в sdn-лист «Газпромнефть» и «Сургутнефтегаз» приходится треть (11-13 партий в месяц) всех отгрузок ESPO из Козьмино.
Reuters сообщает, что китайские НПЗ уже активно ищут альтернативных поставщиков, пытаясь сократить зависимость от российского импорта. Оказало ли это влияние на котировки российской нефти в Шаньдуне? Несмотря на серьезность санкций, дисконт для ESPO к Oman на условиях CIF Shandong за последнюю неделю вырос всего на $0,2/барр., до $1,5/барр. Основные конкурирующие сорта – бразильская Tupi и норвежский Johan Sverdrup – стали дороже, но рост цен был умеренным. Эффект для китайского рынка пока что не сравним ни с воздействием при начале СВО, ни с введением эмбарго на поставку российской нефти в ЕС. Тогда за день ценовые дифференциалы могли расширяться на $3-6/барр.
Изменится ли ситуация в ближайшие дни?
#Шаньдун #Санкции #ESPO
За последнюю неделю рынок нефти в Шаньдуне, крупнейшем и наиболее ликвидном нефтяном хабе в Восточной Азии, пережил сразу несколько потрясений. Сначала Shandong Port Group ограничила обслуживание танкеров из sdn-списка в управляемых компанией портах (а на них приходится больше 70% всего импорта нефти в провинцию). Затем – США ввели блокирующие санкции против крупных российских нефтяных компаний и внесли в sdn-список десятки нефтяных танкеров, занимающихся перевозками российской нефти.
Маршрут из Козьмино в порты Шаньдуна – один из самых коротких, транспортировка нефти занимает 3-4 дня, и эффект от санкций уже начал действовать: новостные агентства сообщают, что попавшие в sdn-список танкеры не могут разгрузиться в китайских портах и встали на вынужденную стоянку вблизи нефтяных терминалов. В ближайшем будущем проблем может стать больше: на попавшие в sdn-лист «Газпромнефть» и «Сургутнефтегаз» приходится треть (11-13 партий в месяц) всех отгрузок ESPO из Козьмино.
Reuters сообщает, что китайские НПЗ уже активно ищут альтернативных поставщиков, пытаясь сократить зависимость от российского импорта. Оказало ли это влияние на котировки российской нефти в Шаньдуне? Несмотря на серьезность санкций, дисконт для ESPO к Oman на условиях CIF Shandong за последнюю неделю вырос всего на $0,2/барр., до $1,5/барр. Основные конкурирующие сорта – бразильская Tupi и норвежский Johan Sverdrup – стали дороже, но рост цен был умеренным. Эффект для китайского рынка пока что не сравним ни с воздействием при начале СВО, ни с введением эмбарго на поставку российской нефти в ЕС. Тогда за день ценовые дифференциалы могли расширяться на $3-6/барр.
Изменится ли ситуация в ближайшие дни?
#Шаньдун #Санкции #ESPO
Рынок фрахта ищет баланс: рекордные объемы сделок с VLCC
Введенные на прошлой неделе США санкции против перевозчиков российской нефти, продолжают перекраивать мировой рынок фрахта, резко увеличивая спрос на перевозки в сегменте супертанкеров (VLCC), способных брать на борт до 2 млн барр. Вчера Reuters сообщила, что Shell забронировала три танкера для перевозки нефти из портов Персидского залива в Восточную Азию, а китайская Unipec – сразу 10 VLCC.
Спрос на VLCC, действительно, на «нехарактерно» высоких уровнях для этого времени года. На прошлой неделе на рынке было зафиксировано 86 сделок, в 1,5 раза больше обычных для начала января значений. Ставки фрахта на маршруте «Ближний Восток-Восточная Азия» за неделю выросли на 63%, до WS70. Динамика впечатляющая, но вряд ли можно говорить о bonanza time для судовладельцев – ставки лишь вернулись на уровень мая 2024 г., а до показателей конца 2022 г. – когда из-за европейского эмбарго на поставки нефти в Россию ставки на рынке заметно выросли – еще далеко.
Шанс на дальнейший рост ставок есть: на этой неделе на рынке появились февральские программы перевозок, а, учитывая действующие в портах SPG ограничения, из предложения могут «выпасть» не менее 40 иранских VLCC – к радости других судовладельцев.
* 4-НСС - скользящая средняя за 4 недели.
#VLCC #СтавкиФрахта
Введенные на прошлой неделе США санкции против перевозчиков российской нефти, продолжают перекраивать мировой рынок фрахта, резко увеличивая спрос на перевозки в сегменте супертанкеров (VLCC), способных брать на борт до 2 млн барр. Вчера Reuters сообщила, что Shell забронировала три танкера для перевозки нефти из портов Персидского залива в Восточную Азию, а китайская Unipec – сразу 10 VLCC.
Спрос на VLCC, действительно, на «нехарактерно» высоких уровнях для этого времени года. На прошлой неделе на рынке было зафиксировано 86 сделок, в 1,5 раза больше обычных для начала января значений. Ставки фрахта на маршруте «Ближний Восток-Восточная Азия» за неделю выросли на 63%, до WS70. Динамика впечатляющая, но вряд ли можно говорить о bonanza time для судовладельцев – ставки лишь вернулись на уровень мая 2024 г., а до показателей конца 2022 г. – когда из-за европейского эмбарго на поставки нефти в Россию ставки на рынке заметно выросли – еще далеко.
Шанс на дальнейший рост ставок есть: на этой неделе на рынке появились февральские программы перевозок, а, учитывая действующие в портах SPG ограничения, из предложения могут «выпасть» не менее 40 иранских VLCC – к радости других судовладельцев.
* 4-НСС - скользящая средняя за 4 недели.
#VLCC #СтавкиФрахта